Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023–2027 годов

Параграф 12. Реконструкция объектов электросетевого хозяйства

Свердловской области

Перечень технических условий на технологическое присоединение,

учтенных при выполнении расчетов по определению загрузки трансформаторного
оборудования,  сформирован  на  основании  перечней  технических  условий
на технологическое  присоединение,  направленных  письмами  АО  «ЕЭСК»
от 28.02.2022  №  ЕЭСК/001/123/1109  и  филиала  ОАО  «МРСК  Урала»  –
«Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278 и приведен в приложении № 8
к настоящим схеме и программе.

Обоснования по реконструкции объектов электросетевого хозяйства,

приведенные в настоящей главе, выполнены с учетом писем АО «ЕЭСК»
от 28.02.2022 № ЕЭСК/001/123/1109 и филиала ОАО «МРСК Урала» –
«Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278, содержащих значения ИТС, год
ввода

в эксплуатацию,

перегрузочную

способность

трансформаторов,

возможность перевода нагрузки на другие центры питания и другие необходимые
материалы.

Параграф 13. Реконструкция ПС 110 кВ Тугулым

По состоянию на 1 февраля 2022 года на ПС 110 кВ Тугулым установлены:
1) Т-1 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6300/110/10, введен в эксплуатацию

в 1972 году, текущий ИТС равен 84,73);

2) Т-2 мощностью 10 МВА (ТДН-10000/110/10, введен в эксплуатацию

в 1973 году, текущий ИТС равен 84,73).

Значения ИТС приведены в соответствии с письмом филиала ОАО «МРСК

Урала» – «Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278.

Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил

30 лет, определяется собственником оборудования (письмо филиала ОАО «МРСК
Урала» – «Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278) в соответствии
с требованиями

перегрузочной

способности

трансформаторов

и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики,
и ее поддержанию,

утвержденными

приказом

Министерства

энергетики

Российской  Федерации  от 08.02.2019  № 81  «Об  утверждении  требований
к перегрузочной  способности  трансформаторов  и  автотрансформаторов,
установленных  на объектах  электроэнергетики,  и  ее  поддержанию  и  о  внесении
изменений  в Правила  технической  эксплуатации  электрических  станций  и  сетей
Российской

Федерации,

утвержденные

приказом

Минэнерго

России

от 19 июня 2003 г. № 229» (далее – приказ от 08.02.2019 № 81). Коэффициенты
допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения
длительности приведены в таблице 27.

По результатам анализа контрольных замеров 2017–2021 годов наиболее

тяжелая режимно-балансовая ситуация, при которой могла возникнуть перегрузка
трансформаторного оборудования, имела место в зимний период 2017 года, однако
характерная данному центру питания загрузка трансформаторного оборудования

на основании того же анализа имела место в 2017 году, она и принята для
дальнейших расчетов. В качестве расчетной температуры принята температура,
равная -10,2°C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера
2017 года для Свердловской области.

Наибольшая величина нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым

по данным зимнего контрольного замера 2017 года составила 9,25 МВт.

При отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1

мощностью 6,3 МВА могла составить 9,25 МВА и превысила бы величину
длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха,
равную 7,56 МВА (S

доп

= 1,2*S

ном

= 7,56 МВА).

Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия

по переводу нагрузки величиной 0,36 МВт по распределительной сети низкого
напряжения на другие центры питания (письмо филиала ОАО «МРСК Урала» –
«Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278).

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2

величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 6,3 МВА могла составить
8,55 МВА и превысила бы величину длительно допустимой нагрузки, равную
7,56 МВА.

Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ

Тугулым  в  день  контрольного  замера  (с  учетом  отсутствия  схемно-режимных
мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции)
показал,  что  расчетная  величина  нагрузки  трансформатора  Т-1  при  отключении
Т-2  составит  8,55  МВА.  Необходима  замена  Т-1  на  трансформатор  мощностью
не менее 8,55 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности
к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Тугулым

с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,006 МВт.

С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей

в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки
существующих трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым (с учетом схемно-режимных
мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции)
могла составить 8,55 МВА и превысила бы величину длительно допустимой
нагрузки, равную 7,56 МВА.

Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ

Тугулым  (с  учетом  схемно-режимных  мероприятий,  направленных  на  снижение
загрузки  трансформаторов  подстанции,  и  объема  присоединяемой  нагрузки
потребителей  в  соответствии  с  действующими  ТУ  на  ТП  с  учетом  эффекта
совмещения  максимумов  нагрузки)  показал,  что  расчетная  величина
перспективной  нагрузки  трансформатора  Т-1  при  отключении  Т-2  составит
8,55 МВА.

Необходима замена Т-1 на трансформатор мощностью не менее 8,55 МВА.

Ближайшим большим стандартным по мощности к указанному значению является
трансформатор мощностью 10 МВА.

Таким образом, как для наибольшей фактической нагрузки трансформаторов,

так и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ

Тугулым, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы
действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Тугулым требуется замена существующего
трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.

Параграф 14. Реконструкция ПС 110 кВ Шпагатная

По состоянию на 1 февраля 2022 года на ПС 110 кВ Шпагатная установлены:
1) Т-1 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию

в 1990 году, текущий ИТС равен 74,8);

2) Т-2 мощностью 16 МВА (ТДТН-16000/110/35/10, введен в эксплуатацию

в 1984 году, текущий ИТС равен 70,1).

Значения ИТС приведены в соответствии с письмом филиала ОАО «МРСК

Урала – «Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278.

Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил

30  лет,  определяется  собственником  оборудования  (письмо  филиала
ОАО  «МРСК  Урала»  –  «Свердловэнерго»  от  21.02.2022  №  СЭ/01/21/1278)
в соответствии  с требованиями  к  перегрузочной  способности  трансформаторов
и автотрансформаторов,  установленных  на  объектах  электроэнергетики,
и ее поддержанию, утвержденными приказом от 08.02.2019 № 81. Коэффициенты
допустимой  длительной  перегрузки  трансформаторов  без  ограничения
длительности приведены в таблице 27.

По результатам анализа контрольных замеров 2017–2021 годов наиболее

тяжелые  режимно-балансовые  ситуации,  при  которых  могла  возникнуть
недопустимая  перегрузка  трансформаторного  оборудования,  имели  место
в зимний  период  2021  года.  В  качестве  расчетной  температуры  принята
температура,  равная  -5,5°C,  соответствующая  значению  на  дату  зимнего
контрольного замера 2021 года для Екатеринбургского энергорайона Свердловской
области.

Максимальная загрузка ПС 110 кВ Шпагатная по данным зимнего

контрольного замера 2021 года составила 31,27 МВт.

При отключении величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора

Т-1 номинальной мощностью 25 МВА могла составить 31,27 МВА и превысила бы
величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного
воздуха трансформатора Т-1, равную 29,5 МВА (S

ДТН

= 1,178*S

ном

=29,5 МВА

при температуре -5,5



С).

При отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе

трансформатора Т-2 номинальной мощностью 16 МВА могла составить 31,27 МВА
и превысила бы величину длительно допустимой нагрузки при расчетной
температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,8 МВА (S

ДТН

1,178*S

ном

= 18,8 МВА при температуре -5,5



С).

Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия

по переводу нагрузки величиной 3,91 МВт (4,14 МВА) по сети 35 кВ в нормальной
схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей)
по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (письмо филиала
ОАО «МРСК Урала» – «Свердловэнерго» от 21.02.2022 № СЭ/01/21/1278).

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2

величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 25 МВА могла составить
27,14 МВА и не превысила бы величину длительно допустимой нагрузки при
расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,5 МВА.

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1

величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 мощностью 16 МВА могла составить
27,14 МВА и превысила бы величину длительно допустимой нагрузки при
расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 18,8 МВА.

Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ

Шпагатная

(с

учетом

схемно-режимных

мероприятий,

направленных

на  снижение  загрузки  трансформаторов  подстанции)  показал,  что  расчетная
величина нагрузки трансформатора Т-2 при отключении Т-1 составит 27,14 МВА.
Необходима  замена  Т-2  на  трансформатор  мощностью  не  менее  27,17 МВА.
Ближайшим  большим  стандартным  по  номинальной  мощности  к указанному
значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Шпагатная,

а также на Т-2 ПС 35 кВ БИЗ, Т-2 ПС 35 кВ Нива и Т-2 ПС 35 кВ Полевая,
электроснабжение которых осуществляется от ПС 110 кВ Шпагатная, с учетом
эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 4,77 МВт (5,88 МВА).

С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей

в соответствии  с  действующими  ТУ  на  ТП  величина  перспективной  нагрузки
существующих  трансформаторов  ПС  110  кВ  Шпагатная  (с  учетом  схемно-
режимных  мероприятий,  направленных  на  снижение  загрузки  трансформаторов
подстанции) может составить 31,86 МВА.

Анализ максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная

(с учетом  схемно-режимных  мероприятий,  направленных  на  снижение  загрузки
трансформаторов  подстанции,  и  объема  присоединяемой  нагрузки  потребителей
в соответствии  с  действующими  ТУ  на  ТП  с  учетом  эффекта  совмещения
максимумов  нагрузки  к  ПС  110  кВ  Шпагатная,  ПС  35  кВ  БИЗ,  ПС 35 кВ  Нива
и ПС 35  кВ  Полевая)  показал,  что  расчетная  величина  перспективной  нагрузки
трансформатора  Т-1  (Т-2)  при  отключении  Т-2  (Т-1)  составит  31,86  МВА,
что превышает  величину  длительно  допустимую  нагрузку  при  расчетной
температуре  наружного  воздуха  трансформатора  Т-1,  равную  29,5  МВА
и длительно допустимую нагрузку Т-2, равную 18,8 МВА.

Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее

31,86 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной
мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Таким образом, как обеспечения наибольшей фактической нагрузки

трансформатора  Т-2,  так  обеспечения  технологического  присоединения
потребителей к ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 35 кВ БИЗ, ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ
Полевая,  имеющих  на  момент  разработки  настоящих  схемы  и  программы
действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Шпагатная требуется замена существующих
трансформаторов  Т-1  мощностью  25  МВА  и  Т-2  мощностью  16 МВА
на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый.

Параграф 15 Реконструкция ПС 35 кВ Нива с переводом на уровень

напряжения 110 кВ и установкой трансформаторов 2х25 МВА

По состоянию на 1 февраля 2022 года на ПС 35 кВ Нива установлены:

1) Т-1 мощностью 5,6 МВА (ТМ-5600/35/6, введен в эксплуатацию

в 1964 году, текущий ИТС равен 74);

2) Т-2 мощностью 5,6 МВА (ТМ-5600/35/6, введен в эксплуатацию

в 1951 году, текущий ИТС равен 92);

3) Т-3 мощностью 4 МВА (ТМ-4000/35/6, введен в эксплуатацию

в 1967 году, текущий ИТС равен 92),

Значения ИТС приведены в соответствии с письмом АО «ЕЭСК»

от 28.02.2022 № ЕЭСК/001/123/1109.

Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил

30  лет,  определяется  собственником  оборудования  (письмо  АО  «ЕЭСК»
от 28.02.2022  №  ЕЭСК/001/123/1109)  в  соответствии  с  требованиями
к перегрузочной  способности  трансформаторов  и  автотрансформаторов,
установленных

на

объектах

электроэнергетики, и

ее

поддержанию,

утвержденными приказом от 08.02.2019 № 81. Коэффициенты допустимой
длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности
приведены в таблице __.

По результатам анализа контрольных замеров 2017–2021 годов наиболее

тяжелые  режимно-балансовые  ситуации,  при  которых  могла  возникнуть
перегрузка  трансформаторного  оборудования,  имели  место  в  зимний  период
2020 года.  В  качестве  расчетной  температуры  для  определения  мощности
заменяемого  оборудования  принята  температура,  равная  0°C,  соответствующая
наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.

В результате анализа максимальная загрузка в день зимнего контрольного

замера выявлена 16 декабря 2020 года в 20:00 и составляет 9,73 МВА (в том числе
суммарная нагрузка Т-1 и Т-2 – 7,59 МВА). Согласно данным АО «ЕЭСК» Т-3
не резервирует Т-1 и Т-2 по сети низкого напряжения.

При отключении Т-1 (Т-2) ПС 35 кВ Нива загрузка обмотки 35 кВ

оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 5,6 МВА могла составить 136% от S

ном

что превышает длительно допустимую перегрузку (1,05) в зимний период.

Согласно данным АО «ЕЭСК» схемно-режимного мероприятия по переводу

нагрузки с ПС 35 кВ Нива на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия
электрических связей 6 кВ.

Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее

7,59 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности
к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 35 кВ Нива с учетом

эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 12,92 МВт.

С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей

по действующим ТУ на ТП загрузка трансформаторов ПС 35 кВ Нива может
составить 21,69 МВА.

Таким образом, необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью

не менее 21,69 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной
мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

При отключении Т-1 (Т-2) ПС 35 кВ Нива загрузка обмотки 35 кВ

оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 25 МВА, рекомендуемого к установке,
может составить 94% от S

ном

, что не превышает длительно допустимую перегрузку

в зимний период.

Таким образом, для обеспечения допустимой нагрузки трансформатора

с учетом фактической максимальной нагрузки на ПС 35 кВ Нива требуется замена
трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 10 МВА каждый, а для
обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 35 кВ Нива,
имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ
на ТП, на ПС 35 кВ Нива, требуется замена трансформаторов Т-1 и Т-2
на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый.

По данным АО «ЕЭСК» выключатели 35 кВ Т-1, Т-2, Т-3 имеют ИТС 51 и

требуют замены. В данном варианте при установке двух новых трансформаторов
35 кВ ПС 35 кВ Нива предусматривается замена существующих выключателей
35 кВ на два новых выключателя 35 кВ.

Необходимо отметить, что с учетом данных о максимальной мощности

энергоустановок потребителей по действующим ТУ на ТП в районе размещения
ПС 35 кВ Нива при реализации варианта замены на ПС 35 кВ Нива существующих
силовых  трансформаторов  35/6  кВ  на  новые  большей  мощности  может
потребоваться  реализация  дополнительных  мероприятий  в  сети  35  кВ,
на ПС 110 кВ Шпагатная и ПС 110 кВ Родник.

Для проверки необходимости выполнения дополнительных мероприятий

в сети 35 кВ, на ПС 110 кВ Шпагатная и ПС 110 кВ Родник выполнен анализ
электрической сети в районе размещения ПС 35 кВ Нива.

Данные о максимальной нагрузке существующих потребителей и мощности

энергопринимающих устройств потребителей по действующим ТУ на ТП в районе
размещения ПС 35 кВ Нива приведены в таблице 24. Нормальная схема
электрических соединений 110 кВ и ниже в районе размещения ПС 35 кВ Нива
приведена на рисунке 25.

Рисунок 25. Схема сети 35,110 кВ в районе расположения ПС 110 кВ

Шпагатная, ПС 35 кВ Нива

Таблица 24

Данные о максимальной нагрузке существующих потребителей и мощности

энергопринимающих устройств потребителей по действующим ТУ на ТП

в районе размещения ПС 35 кВ Нива

Но-
мер

стро-

ки

Наименование

Нагрузка

по замеру

16.12.2021

в 20-00

Нагрузка по ТУ на ТП

Учтено в РМ

Вариант 1. Сохранение существующей схемы с заменой трансформаторного оборудования

подстанции Нива

с.1 10 кВ ПС Шпагатная

3,31+j1,16

0,575+j0.22

3,885+j1,38

с.2 10 кВ ПС Шпагатная

14,59+j3,76

0,575+j0.22

15,165+j3,98

с.1,3 6 кВ ПС 35 кВ Нива

5,09+j1,05

6,46+j2,55

11,55+j3,6

с.2 6 кВ ПС 35 кВ Нива

3,95+j0,62

6,46+j2,55

10,41+3,17

с.1,2 10 кВ ПС 110 Родник

2,7+j0,55

0,15+j0.05

2,85+j0,6

с.1 35 кВ ПС 35 кВ Исток

4,82+j2,11

0,23+j0,08

5,05+j2,19

с.2 35 кВ ПС 35 кВ Исток

8,95+2,79

0,23+j0,08

9,18+j2,87

с.1 35 кВ ПС 35 кВ

Полевая

0,34+j0,25

0,499+j0,175

0,839+j0,425

10.

с.2 35 кВ ПС 35 кВ

Полевая

0,25+0,21

0,499+j0,175

0,75+j0,385

11.

с.1 35 кВ ПС 35 кВ БИЗ

4,09+j1,4

0,243+j0,085

4,33+j1,485

12.

с.2 35 кВ ПС 35 кВ БИЗ

4,61+1,2

0,243+j0,085

4,853+j1,285

13.

с.1 6 кВ ПС 110 кВ Ключи

8,15+j3,57

14.

с.2 6 кВ ПС110 Ключи

11,42+j3,97

15.

Вариант 2. Переводе ПС 35 кВ Нива на напряжение 110 кВ

16.

с.1 10 кВ ПС Шпагатная

3,31+j1,16

0,575+j0.22

3,885+j1,38

17.

с.2 10 кВ ПС Шпагатная

14,59+j3,76

0,575+j0.22

15,165+j3,98

18.

с.1,3 6 кВ ПС 110 кВ Нива

5,09+j1,05

ТУ на ТП учтены на

10 кВ ПС 110 кВ Нива

5,09+j1,05

19.

с.2 6 кВ ПС 110 кВ Нива

3,95+j0,62

ТУ на ТП учтены на

10 кВ ПС 110 кВ Нива

3,95+j0,62

20.

c.1 10 кВ ПС 110 кВ Нива

6,46+j2,55

7,299+j2,975

21.

с.2 10 кВ ПС 110 кВ Нива

6,46+j2,55

7,209+j2,935

22.

с.1 35 кВ ПС 35 кВ

Полевая

0,34+j0,25

0,499+j0,175

учтено c.1 10 кВ ПС

110 кВ Нива

23.

с.2 35 кВ ПС 35 кВ

Полевая

0,25+0,21

0,499+j0,175

учтено на c.2 10 кВ ПС

110 кВ Нива

24.

с.1,2 10 кВ ПС 110 Родник

2,7+j0,55

0,15+j0.05

2,85+j0,6

25.

с.1 35 кВ ПС 35 кВ Исток

4,82+j2,11

0,23+j0,08

5,05+j2,19

26.

с.2 35 кВ ПС 35 кВ Исток

8,95+2,79

0,23+j0,08

9,18+j2,87

27.

с.1 35 кВ ПС 35 кВ БИЗ

4,09+j1,4

0,243+j0,085

4,33+j1,485

28.

с.2 35 кВ ПС 35 кВ БИЗ

4,61+1,2

0,243+j0,085

4,853+j1,285

29.

с.1 6 кВ ПС 110 кВ Ключи

8,15+j3,57

30.

с.2 6 кВ ПС110 Ключи

11,42+j3,97

31.

Вариант 3

32.

с.1 10 кВ ПС Шпагатная

3,31+j1,16

0,575+j0.22

3,885+j1,38

33.

с.2 10 кВ ПС Шпагатная

14,59+j3,76

0,575+j0.22

15,165+j3,98

34.

с.1,3 6 кВ ПС 35 кВ Нива

5,09+j1,05

ТУ на ТП учтены на 10

кВ РП Нива

5,09+j1,05

35.

с.2 6 кВ ПС 35 кВ Нива

3,95+j0,62

ТУ на ТП учтены на 10

кВ РП Нива

3,95+j0,62

36.

с.1,2 10 кВ ПС 110 Родник

2,7+j0,55

0,15+j0,05

2,85+j0,6

37.

с.1 35 кВ ПС 35 кВ Исток

4,82+j2,11

0,23+j0,08

5,05+j2,19

38.

с.2 35 кВ ПС 35 кВ Исток

8,95+2,79

0,23+j0,08

9,18+j2,87

39.

c.1 10 кВ РП Нива

5,159+j2,04

6,46+j2,55

40.

с.2 10 кВ РП Нива

5,159+j2,04

6,46+j2,55

41.

с.1 35 кВ ПС 35 кВ

Полевая

0,34+j0,25

0,499+j0,175

0,839+j0,425

42.

с.2 35 кВ ПС 35 кВ

Полевая

0,25+0,21

0,499+j0,175

0,75+j0,385

43.

с.1 35 кВ ПС 35 кВ БИЗ

4,09+j1,4

0,243+j0,085

4,33+j1,485

44.

с.2 35 кВ ПС 35 кВ БИЗ

4,61+1,2

0,243+j0,085

4,853+j1,285

45.

с.1 6 кВ ПС 110 кВ Ключи

8,15+j3,57

46.

с.2 6 кВ ПС110 Ключи

11,42+j3,97

Вариант 1. Сохранение существующей схемы с заменой трансформаторного

оборудования подстанции Нива

Максимальная загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная с учетом

максимальной  отчетной  нагрузки,  прироста  нагрузки  в  соответствии
с утвержденными  техническими  условиями  на  технологическое  присоединение
с учетом  коэффициентов  набора  нагрузки  может  составить  в  зимний  период
2023–2026 годов – 35,56+j14,63 (здесь и далее МВт+jМвар) 38,45 МВА в том числе:

27,21+ j11.38 -максимальная нагрузка ПС 110 кВ Шпагатная по КЗ 16.12.2020

на 10-00;

1,15+ j0,44 - ТУ на ТП по ПС 110 кВ Шпагатная;
6,46+j2,55 - ТУ на ТП по Т-2 35 кВ Нива (прирост распределяется между Т-1

и Т-2, так как они резервируют друг друга);

0,498+j0,174 - ТУ на ТП по Т-2 35 кВ Полевая;
0,243+j 0,085 - ТУ на ТП по Т-2 35 кВ БИЗ.

Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023–2027 годов - часть 9